Política energética y GNL en Colombia · •Se aleja la amenaza de perder la autosuficiencia. UPSTREAM Las proyecciones de oferta y demanda de gas indicaban una señal de escasez

POLÍTICA ENERGETICA Y GNL EN COLOMBIA

Universidad Externado de Colombia

Julio de 2019

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Finales del siglo XIX hasta 1969 contratos de Concesión

• Especulación de las tierras que podían contener petróleo

Se obtenían concesiones de terrenos baldíos y se buscabaninversionistas extranjeros

• La concesión de Mares y Barco (1905)

Creo un monopolio privado de la producción, transporte y refinación,que duro la primera mitad del siglo pasado.

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• Creación de ECOPETROL (1951)

Se Pasa de un monopolio privado a un estatal

A cargo de gestionar el recurso y dictar su política acorde a la políticafiscal y macroeconómica del gobierno central

• Concesión Cicuco – Isla de Monpox (1958)

Se da el servicio público domiciliario de gas en Barranquilla(integración vertical) totalmente privado. Base para la futura creaciónde Promigas.

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Con la Ley 20 de 1969 se establece el contrato de asociación paraincentivar la exploración y producción

• Se supero la crisis de 1973 (pérdida de autoabastecimiento)

• Permitió hallazgos como:

Guajira (1974) Descubrimiento Campos Ballena y Chuchupa.Catalogado como uno de los hallazgos de gas mas grandes del mundopara ese entonces. Apia (1981), Caño Limon (1983), Cusiana (1989) yCupiagua (1993)

• Fue competitivo solo por dos décadas y para los 90 condujo a lallamada década perdida de la exploración en Colombia

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Con el decreto 1760 de 2003 se establece un contrato de concesiónmoderno, el ministerio de Minas y Energía dicta la política y la ANHadministra y regula los recursos de petróleo y gas, otorgando las áreaspara exploración y/o producción, así mismo, puede realizar actividadesque conduzcan al conocimiento del subsuelo.

• Ecopetrol ejerce su actividad como un jugador mas en el mercado yse convierte en una sociedad pública por acciones

• Se dinamiza la actividad exploratoria (pozosA3 y sísmica) y deproducción logrando también la inclusión de campos menores. Seconsolidad la exploración Offshore en la costa Atlántica.

• Se aleja la amenaza de perder la autosuficiencia

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Las proyecciones de oferta y demanda de gas indicaban una señal deescasez (2012) y las posibilidades de gas costa afuera, se dispuso

• La extensión del contrato de asociación Guajira hasta el límiteeconómico de la explotación del yacimiento

Permitió anticipar las inversiones requeridas para aumentar lacapacidad de producción requerida para la década

• Se liberan las exportaciones de gas

Permite monetizar las nuevas reservas en Guajira y firmar un acuerdoque permita en el futuro traer el gas del oriente de Venezuela

Seguridad de monetización de las reservas a los potencialesinversionistas en el Offshore

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En el año 2010 se presentan problemas de abastecimiento de gasnatural (GNV y Regulado) dado el abastecimiento del sector Térmico agas natural durante el fenómeno del Niño.

Mediante el decreto 2100 de 2011 se establece:

• Índice de abastecimiento para aprobación de contratos deexportación

• Se limitan las exportaciones en caso de desabastecimiento interno

• CREG define el costo a pagar al exportador y la forma de remunerarlo

• Incentivos para campos menores y no convencionales

• Importadores deben cumplir las mismas reglas que los productores

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Conclusiones

▪ Se cuenta con un marco institucional y regulatorio consolidado

▪ Los riesgos para productores y/o exportadores son perfectamentecuantificables

• No obstante, muchas de estas reglas están basadas en modificacionesal código de petróleos (1953) y las reglas generales de hoy seencuentran establecidas como la excepción a unas reglas generalesque rigieron la industria durante la primera mitad del siglo pasado

▪ Los importadores de GNL compiten con ECOPETROL que sedesempeña como una compañía mas de Oil & Gas

COMERCIALIZACÓN DE LA PRODUCCION

Durante la década de los 70 se fija el precio del contrato de la Guajira con base alnetback del fuel oil, así como su indexación.

• Permite introducir a largo plazo una señal de precio para la toma de decisión desustitución de la industria y sector térmico en la costa Atlántica

• Se crea Promigas y se masifica el gas natural en la costa Atlántica

Con los descubrimientos del Pie de monte llanero y el fallido campo Opón se fija unplan de masificación de gas para la década del 90• Ecopetrol incursiona en el transporte de gas a través del esquema BOMT

• Se instalan termoeléctricas en el Magdalena medio y sur occidente


Con la constitución del 91 se cambia la intervención del estado en los serviciospúblicos que se plasma en la ley 142 de 1994

• La asignación de cantidades y precios de los recursos a través de los mercados yun esquema institucional donde el estado asume las funciones de regulación,vigilancia y control.

• Se crea la CREG, entre otras funciones, regula la comercialización de gas desde laproducción y se dan reglas para la integración vertical y horizontal de la industria

Se da una señal de liberación del precio del gas a Cusiana y Cupiagua de acuerdo ala cantidad de gas colocada en el mercado

Se libera el precio del gas en boca de pozo, excepto Guajira y Opón.Se establece un mercado de compradores a través de convocatorias públicas

• Con la Ley 401 de 1997, se crea ECOGAS y asume el 70% de las obligaciones BOMT firmados por ECOPETROL


2007 a 2010

• falla el mercado de compradores

• Incertidumbre en las cantidades de gas a ofrecer por los productores y señal de escasez en el mediano plazo ante un fenómeno del Niño

• Se fija una política de mayor transparencia de cantidades a ofertar, se cambia a un mercado de vendedores, se garantiza la atención de la demanda interna y se incentiva la infraestructura que de confiabilidad del servicio de gas natural (decreto MME 2687 y resolución CREG 075 de 2008)


2010 se realiza el estudio “Determinación y valoración económica de alternativastécnicas para asegurar la continuidad y confiabilidad de la prestación del servicio degas natural”

Problemas para la continuidad del servicio para atender demandas contingentes:

oDemanda en época del fenómeno del Niño: Seguridad de abastecimiento

oDemanda para atender interrupciones programadas o no programadas: Confiabilidad

Los productores sólo ofrecen Take or pay y OCGs y además contemplan eventoseximentes



Decreto 2100 de 2011

• Se reglamenta la información de la oferta

• Se dan los lineamientos para un mercado mayorista de gas y los productos que se trancen

• Se establece el servicio de gestión de la información

• Plan indicativo de abastecimiento

• Inversiones para confiabilidad del suministro


Resolución CREG 089 de 2013 (hoy 114 de 2017) se estableció el mercadomayorista de gas

• Se definen dos mercados (primario y secundario)

• Los agentes participantes en ambos mercados

• Tipo de productos a transar

• Mecanismos de negociación

• Requisitos mínimos de los contratos

• Actualización de precios

• Ventas de agentes importadores a agentes del sector térmico


CONCLUSIONES

• Los agentes ( productor nacional, importador, comercializador )cuentan con un Mercado Mayorista de Gas con reglas claras encuanto a la definición de sus productos, mecanismos de negociación yactualización de precios

• Se cuenta con un Gestor del Mercado del Gas natural en Colombiaque recopila, centraliza y hace pública la información transaccional yoperativa del sector

• Los agentes térmicos pueden transar bilateralmente con agentesimportadores de gas conforme a sus necesidades

INVERSIONES EN CONFIABILIDAD

INVERSIONES EN CONFIABILIDADDocumento CREG D-016-13

Criterio de evaluación➔ Costo de racionamiento > Costo uso GNL

Resultados durante el periodo de 2011 a 2016

-$300,00

-$250,00

-$200,00

-$150,00

-$100,00

-$50,00

$0,00

$50,00

$100,00

$150,00

$200,00

$250,00

RESOLUCION 054 DE2012

Calculos OCT 2012 FUTURO 2013 FUTURO 2014 FUTURO 2015 FUTURO 2016

Sin Plantas

Pacifico

Atlantico

Ambas


Criterio de evaluación➔ Costo de racionamiento > Costo uso GNI

Costos de racionamiento (GLP)

0

5

10

15

20

25

oct-11 nov-11 dic-11 ene-12 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12 jul-12 ago-12 sep-12 oct-12

Cartagena

Cusiana


Criterio de evaluación➔ Costo de racionamiento > Costo uso GNL

Costos de uso de GNL (sólo componente de combustible)

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

USD

/MM

Btu

NBP

Japón

Henry Hub

INVERSIONES EN CONFIABILIDADConclusiones:

▪ Para la demanda no térmica los costos de confiabilidad superan el costo de sustitución

▪ La demanda de gas enfrenta es un problema de seguridad en el abastecimiento

▪ Los problemas de confiabilidad del sector eléctrico (generaciones de seguridad) impactan el costo de confiabilidad para la demanda de gas del sector térmico a gas de la costa Atlántica

• El costo de racionamiento para valorar el costo de confiabilidad para el sector térmico es el diésel

• El sector termoeléctrico requiere de una oferta flexible de gas GNI

INVERSIONES EN CONFIABILIDADResolución CREG 062 de 2013. Se establece la metodología para un ingreso regulado por el uso de GNI en generaciones de seguridad

ACS.A. E.S.P.

Comercializador

XM

Grupo de Generadores

TérmicosNegociación Bilateral

Creación o Contratación

Mandato (R24/95) XM liquida, recauda y hace los pagos

AGREGADORESSuministro GNI

AIPuerto de

Regasificación

CAPEXOPEX

Convocatoria pública

Ingreso Regulado

Costos GNIMargen de comercialización de 1.67%

Demanda Contingente

Productores & comercializadores

de gas natural

MA MA

Terceros interesados en Comprar Gas

Negociación Bilateral

Reglamentación ANI

Valor anual por servicio terminal

INVERSIONES EN CONFIABILIDADResolución CREG 062 de 2013

▪ La UPME define el grupo de generadores térmicos que podrían dar el servicio de confiabilidad

▪ La UPME define los beneficios de generar con gas versus diésel

▪ El costo del servicio de recibo, gasificación, almacenamiento y colocación del GNI en el SNT se define a través de un proceso competitivo a cargo del grupo de generadores

▪ Se reconoce un ingreso por este servicio sólo por 10 años

Resolución 022 de 2014 se establece el ingreso regulado

INVERSIONES EN CONFIABILIDADDecreto 1073 de 2015 (modificado por el decreto 2345 de 2015)

• Se establece el plan de abastecimiento del gas natura

• Se incluye el criterio de seguridad de abastecimiento

• Se definen las tares de la UPME y la CREG

Mediante resolución MME 40006 de 2017 se adopta el plan transitorio de abastecimiento de gas natural

▪ Planta de regasificación de 400 MPCD, 170000 m3 en Buenaventura

▪ Construcción de un gasoducto 30” con capacidad de 450 MPCD y longitud aproximada de 102 km

INVERSIONES EN CONFIABILIDADConclusiones:

▪ Los pronósticos de generaciones de seguridad de la UPME se handado e incluso han sido mayores y los beneficios se han materializado

▪ Aunque se espera que con los refuerzos del STN durante el 2019reduzcan las mismas, el deterioro del STR de la costa Atlánticamantendrá en parte las exigencias de generaciones de seguridad

▪ El Atlántico ha demostrado ser un mercado flexible de GNI

▪ La demanda de gas natural (térmica y no térmica) requiere porseguridad de abastecimiento nueva infraestructura de regasificaciónen Buenaventura

CONSIDERACIONES FINALES

• El mercado de GNL es global y segmentado en tres grandes mercados:Norte América, Europa y Asia

• Desde sus inicios y dado el costo de los activos y su duración se baso encontratos de largo plazo (20-25 años) y como marcador de precios elpetróleo

• Actualmente el mercado de Norte América esta totalmente desligado delprecio del petróleo (Henry Hub), esto también se ha observado mercadosspots maduros como en el Reino Unido (NBP), especialmente por laentrada de las exportaciones de EE.UU. situación que se profundizará en elfuturo

• Un mercado spot más líquido permitirá contratos de mas corto plazo yderivados para cobertura de precios

CONSIDERACIONES FINALES• La infraestructura de regasificación actualmente ofrece soluciones de

infraestructura más flexibles como la que el mercado definió enCartagena (FSRU) donde el servicio se contrato sólo por 10 años.

• Colombia tiene posibilidades futuras de nueva oferta de gas:Venezuela, costa afuera, gas no convencional y hallazgos en otrascuencas

• Colombia puede perfectamente asumir la importación del GNL frenteal riesgo del surgimiento de nuevas fuentes de abastecimiento,máxime cuando se ha superado la barrera de infraestructura pararegasificación en Cartagena y en Buenaventura (en el mediano plazo),soluciones flexibles (FSRU) y estar en el mercado del Atlántico dondepodrá transar GNL bajo condiciones que mitiguen este riesgo

CONSIDERACIONES FINALES• Los resultados de la última subasta de cargo por confiabilidad indica

que los generadores térmicos a gas marginaran en el fenómeno delNiño.

• También mostro la penetración de plantas de fuentes noconvencionales de energía que aunque su operación no es para laconfiabilidad del mercado hidrotérmico actual, pero si tendrá un altoimpacto en el mercado spot de electricidad y la operación del sistemaeléctrico.

• Las plantas termoélectricas pueden ofrecer los servicios para soportede tensión y/o frecuencia del sistema eléctrico, como se ha observadoen la operación actual en la Costa Atlántica, podría reglarse laprestación de este servicio por parte de las plantas térmicas.

• La solución óptima para los generadores térmicos a gas es GNL

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